对太阳能热发电走向成功之路的思考

黄卫东

(中国科学技术大学环境科学与工程系，合肥 230026)

0 引言

太阳能热发电的原理是将太阳能转换为高温热能，利用热能产生高温高压蒸汽，从而推动蒸汽轮机发电。太阳能热发电系统通常由聚光系统、储热系统、热能输送系统和发电系统组成。其中，聚光系统是将收集的太阳能转换成高温热能，主要由跟踪系统、接收器、反射镜及其支撑系统组成。根据采用的技术不同，通常，聚光系统可分为线聚焦槽式聚光系统、线性菲涅耳聚光系统、碟式聚光系统和塔式聚光系统。发电系统主要由汽轮机、发电机等组成。

太阳能热发电的优势主要体现在以下3个方面：1)光电转换效率较高。通常聚光系统的光热转换效率为60%～90%，例如，20世纪80年代研制的Acurex-15碟式聚光系统的光学效率可达92%，美国Sandia国立实验室研制的腔式接收器在750 ℃温度下工作时的热效率达到了92%[1]，因而碟式聚光系统的光热转换效率高达80%以上。而通常发电系统的热电转换效率高达50%[2]，比如，武汉武锅能源工程有限公司的1350 MW超超临界二次再热机组的热耗为6882 kJ/kWh[3]，计算得到其热电转换效率高达52.50%。综上所述，未来太阳能热发电系统的光电转换效率有望达到30%～40%。2)可通过低成本、高效率的储热系统实现连续发电[4]。在以可再生能源为主的未来电力系统中，储热系统是目前实现大规模连续发电的必不可少的技术手段。3)使用低成本的反射镜高效收集太阳能，投资成本较低。

虽然未来太阳能热发电系统的光电转换效率有望达到30%～40%，但目前其光电转换效率还相对较低。其中，采用斯特林发电机组的碟式太阳能热发电系统的光电转换效率虽然接近30%，但由于该系统规模小且成本高已淡出人们的视线，而采用其他技术的太阳能热发电系统的实际光电转换效率都低于20%。此外，当前太阳能热发电系统的发电成本还相对较高，目前国际上太阳能热发电的最低上网电价为0.5元/kWh，而我国则高达1.0元/kWh[5]，远高于火力发电的电价，在经济上无竞争优势。基于此，本文根据现有的太阳能热发电技术及设备，在不考虑材料和制造技术方面进步的情况下，提出了降低太阳能热发电系统投资成本并使太阳能热发电具有竞争力的发展路线。

1 太阳能热发电系统投资成本的影响因素与降低途径

在太阳能热发电系统的主要组成部分中，热能输送系统和发电系统均已在火电厂中长期应用，技术较为成熟；储热系统主要是采用绝热材料，当前也已拥有成熟的产品及生产技术；而聚光系统的成本约占太阳能热发电系统总成本的一半以上，其中，除槽式聚光系统的技术较为成熟外，其他聚光技术目前尚处于快速发展阶段。

影响太阳能热发电系统投资成本的主要因素是其硬件的成本和系统效率，且系统效率与系统的工作温度相关。其中，发电系统的热电转换效率随其工作温度的增加而增加，而聚光系统、储热系统及热能输送系统的效率则随其工作温度的增加而降低，但各系统均存在最佳工作温度。

1.1 系统效率

对于线聚焦槽式聚光系统和线性菲涅耳聚光系统而言，聚光比较低、接收器接收面的面积较大、接收器中工质的工作温度较高时，接收器产生的热损失较大，因此接收器的最佳工作温度通常在300～400 ℃，但这会限制发电系统的热电转换效率，导致太阳能热发电系统的光电转换效率较低。而碟式聚光系统的聚光比是4种聚光技术中最大的，因此其光热转换效率较高，而且其接收器的最佳工作温度可达600 ℃以上。虽然塔式聚光系统的聚光比介于上述最高聚光比与最低聚光比之间，但受目前传热介质工作温度的限制，采用集中发电的塔式和碟式太阳能热发电系统的接收器的工作温度并无明显区别，因此这2种太阳能热发电系统中发电系统的热电转换效率并无明显差别。此外，由于目前线聚焦槽式和线性菲涅耳聚光系统通常采用单轴跟踪系统，低余弦因子和接收器对反射光线的低拦截率，导致聚光系统的光学效率较低，在最佳工作温度下，聚光系统的年平均光热转换效率不到50%；而塔式聚光系统的光热转换效率有望达到60%，碟式聚光系统的光热转换效率则可接近90%。

提高材料性能是提高聚光系统光热转换效率的重要手段。比如提高反射镜镜面反射率、接收器吸收率等，可直接提高聚光系统的光学性能；提高反射镜镜面加工精度和跟踪系统加工精度，可降低光学误差，减少太阳光散射，增加接收器对反射光线的拦截率，从而提高光热转换效率。

1.2 系统规模

规模是影响系统中硬件成本的关键因素之一。本文为简化计算，假设仅考虑扩大硬件的规模(包括生产规模和系统规模)2方面，而不考虑其他方面产生的影响。通常当规模扩大10倍时，该规模所对应的单位投资成本下降一半以上。以给水和排水管道建设为例[6]，当输水管道的日输水量达1～5万t时，每km管道的单位投资成本为6074元，而当输水管道的日输水量达20万t以上时，每km管道的单位投资成本则降至2884元。对于塔式太阳能热发电系统而言，规模效应同样非常明显。例如，美国一项研究发现[7]，塔式太阳能热发电系统的规模从13.5 MW增至220 MW后，镜场的单位投资成本最大可下降70%以上，其中下降的投资成本中，70%以上是由规模扩大贡献的，这与上述假设得出的结论相近。

从实际情况来看，主要有2种通过扩大规模来降低投资成本的方法。一种方法是通过增加生产规模来降低单个装置的制造成本，比如随着光伏组件制造量的增加，其制造成本在不断降低。另一种是通过增加单个系统的规模，比如目前碟式聚光系统中单个反射镜的最大面积可达500 m2[8]，线聚焦槽式聚光系统中单个反射镜的面积超过了1000 m2，塔式聚光系统中单个反射镜的最大面积为248 m2。反射镜面积的扩大有助于降低单位面积反射镜的制造成本，而且随着单个反射镜面积的增大，跟踪系统的数量减少，投资成本随之下降。但在反射镜面积增大的同时，其所需要的支撑结构的强度与高度也随之增加，投资成本相应增加；且面积较大的反射镜易受风力影响，在风力作用下跟踪系统容易跟踪失位，从而影响聚光系统的光热转换效率。

1)在镜场规模方面。对于塔式聚光系统而言，不仅可以通过增加反射镜镜场规模来降低投资成本，而且可以通过减少接收塔的数量来进一步降低投资成本。但是，离接收器较远的反射镜的光学效率会较低，且易受风力作用影响导致跟踪系统跟踪失位，使光学效率进一步下降。因此，若塔式聚光系统采用环形镜场方案，可以在同样镜场规模下缩短反射镜离接收器的最大距离，但布置在镜场南部的反射镜的余弦因子会较低，导致聚光系统光热转换效率明显下降。对于线聚焦槽式聚光系统而言，随着反射镜镜场规模的增加，会增加热能输送系统单位传热量的输送距离，与镜场规模扩大带来的成本下降效应部分抵消。目前的塔式聚光系统采用的是大镜场方案，1个接收塔配置1台发电机，极大地降低了热能输送系统的投资成本，但不利的一方面是随着镜场规模的扩大，聚光系统的光热转换效率会下降，而且会导致反射镜的工作状态不稳定，因此，镜场规模不能无限增大，需要进行优化限制。

2)发电系统的规模增加，不仅能直接降低其单位制造成本，而且还可以提高热电转换效率，从而可以更进一步地降低投资成本。例如，当塔式聚光系统中接收器的工作温度约为535 ℃时，根据额定功率和额定进汽量估算，南京汽轮电机(集团)有限责任公司生产的50 MW蒸汽轮机[9]的热电转换效率为38.81%，而上海汽轮机厂生产的600 MW蒸汽轮机[10]的热电转换效率则为48.67%，比前者的热电转换效率提高了25.4%。

从火力发电的历史来看，目前已投入运行的蒸汽轮机的最大规模已经高达135万kW，热电转换效率超过50%[3]；但在太阳能热发电领域，已投入运行的蒸汽轮机机组的最大规模仅约为10万kW，与火力发电的相比，二者相差10余倍，这说明降低太阳能热发电成本的潜力还很大。若采用100万kW的蒸汽轮机机组，根据发电系统的热电转换效率和硬件规模估算，目前发电系统的投资成本有望降至40%以下。若在此基础上进一步优化聚光系统中的反射镜镜场面积，还可以进一步降低投资成本，从而使太阳能热发电真正具有商业化价值，使其上网电价低于目前的火电，成为非常有竞争力的能源技术。

2 碟式与点聚焦菲涅耳太阳能热发电系统的发展方向

2.1 碟式太阳能热发电系统的发展方向

2.1.1 聚光系统的光热转换效率

采用腔式接收器的碟式聚光系统的光热转换效率最高，技术也较为成熟，是目前最具潜力的太阳能热发电技术之一。使用腔式接收器可使太阳光在腔内被多次吸收，使聚光系统能够更好地吸收太阳光，被反射的太阳光仅占1.4%[11]，吸收率可达到98.6%。

聚光系统的光热转换效率主要与镜面反射率、光学误差和接收器工作温度等相关。其中，改进反射镜的质量，提高镜面反射率是非常重要的工作，一直是太阳能热发电领域的研究热点之一，已有很多技术方案可获得镜面反射率超过97%的反射镜[12]。以玻璃作为基底，通过热分解有机金属化合物沉积形成高附着的镀银膜，以此制备的反射镜对太阳光的反射率约为97%[13]。NWOSU等[14]通过热蒸发将银沉积在薄的微观玻璃基板上，同时通过溅射Cu在Ag膜表面形成Cu膜，再加上漆膜保护后制备的反射镜的反射率高达96%～99%。HASS[15]通过使用双层反射膜使镀银的镜面的反射率从98.3%增加到99.3%。KENNEDY等[16]开发了一种低成本的、先进的反射镜材料来制备聚光系统的反射镜(ASRM)，反射镜以镀银玻璃作为基板，该基板由几µm厚的氧化铝涂层保护，涂层通过离子束辅助沉积制备。通过测试表明，该反射镜样品经过3年以上的加速户外曝晒后仍可保持95%的半球反射率，制造成本低于10.76美元/m2。因此，反射镜的平均镜面反射率有望达到95%。

光学误差来源于镜面坡度误差和跟踪误差等，主要会影响聚焦效果；较大的光学误差会在镜面形成较大的光斑，使最佳聚光比减小。而接收器的热效率与分摊到单位面积镜面的接收器热损失相关，聚光比越大，接收器的热效率越高。聚光比约为1000的塔式聚光系统中接收器出口的工质温度为620 ℃，而热损失会使接收器的热效率下降3.9%[11]；而对于聚光比为2000的碟式聚光系统而言，因热损失而引起接收器热效率下降的幅度约为3.9%的1/2。考虑到目前较为成熟的太阳能热发电系统通常使用熔盐作为传热介质，熔盐的工作温度为560 ℃时，接收器的热效率损失应不大于3%，即碟式聚光系统中腔式接收器的热效率约为97%。

提高聚光比的关键工作之一是减小光学误差。采用大量小面积球面反射镜组合构成大面积的碟式聚光系统，是降低光学误差、保持高聚光比的主要技术手段。通常加工球面反射镜时的光学误差较小，约为1～2 mrad[17]，而制作碟式聚光系统的旋转抛物面镜时的光学误差则高达 3～4 mrad[18]。当光学误差为2 mrad、最佳聚光比约为2000时，碟式聚光系统中接收器对反射光线的拦截率为98.6%[19]。当采用球面反射镜代替旋转抛物面镜时，碟式聚光系统中的反射镜与塔式聚光系统中的在制造方面的要求是一样的，因此碟式聚光系统中反射镜的制造成本也与普通塔式聚光系统的反射镜相似。

另一项效率损失来自于低太阳高度角下的太阳光损失。当太阳高度角为12°时碟式聚光系统开始工作，可使聚光系统的光学效率下降约3%。因此，当接收器对反射光线的拦截率为98.6%、接收器对太阳光线的吸收率为98.6%[19]、接收器的热效率为97%、镜面半球反射率为0.95[16]时，碟式聚光系统的光热转换效率为0.95×0.9862×0.97×(1-0.03)=86.9%。其中，根据接收器工作温度为620 ℃时其热损为3.9%[11]，可估算得到接收器工作温度为560 ℃时其热损为3%，从而得到接收器的热效率。美国在20世纪80年代研制了多种碟式聚光系统，其最好的光学效率和接收器热效率均达到了92%[1]，相当于光热转换效率为84.64%，接近上述分析中得到的未来最佳水平。

上述分析也表明，碟式聚光系统在光热转换效率方面的改进空间已经很小，今后的发展方向应该是增加聚光系统的硬件规模。

2.1.2 系统成本

未来，碟式聚光系统中多个反射镜可以安装在1个方位跟踪装置上，可以共用太阳高度和方位跟踪设备，从而可减少跟踪装置的数量，降低跟踪系统的成本。

目前碟式聚光系统中多个反射镜共用1个跟踪装置尚无实际案例，本文仅从理论方面将该方案与塔式聚光系统进行比较。从规模增长来看，当聚光系统的硬件规模扩大10倍，聚光系统成本约下降50%；另外，若多个碟式反射镜共用1个跟踪装置，可大幅度减少跟踪装置的数量，比如以2500个碟式聚光系统(不包括太阳方位角与太阳高度角跟踪装置)为例进行分析，将2500个碟式聚光系统平行布置50排、每排放置50个，这些聚光系统均安装到一个超大的旋转平台上，相当于这2500个碟式聚光系统共用1个方位跟踪装置；同时这一方案只需50个太阳高度角跟踪装置，使跟踪装置的数量从5000个降至51个，数量仅为原方案的约1/100。美国UIUC大学Sunlab实验室对碟式聚光系统的反射镜镜面面积为148 m2时的跟踪系统成本进行了核算[7]，其中，太阳方位角跟踪装置的成本占跟踪系统成本的20%，太阳高度角跟踪装置的成本占跟踪系统成本的6.1%，通信装置的成本占跟踪系统成本的4.4%。若按上述聚光系统布置方式再次进行成本估算，太阳方位角跟踪装置的成本将降至其自身原成本的2.5%，而太阳高度角跟踪装置则降至其自身原成本的30.8%，通信系统则降至其自身原成本的1%，跟踪系统的成本下降可使反射镜的成本下降26.1%；按反射镜成本占塔式聚光系统(Solar 220)成本的47%[7]估算，由于跟踪系统成本下降，可使塔式聚光系统成本下降12.3%，比单纯考虑硬件规模扩大10倍还可以多下降4.8%(扣除单纯规模扩大带来的7.5%成本下降)。

另一个降低系统投资成本的因素是提高系统效率。发电系统采用超大功率蒸汽轮机可使机组规模扩大10倍，同时热电转换效率提高25%；按照光学效率和接收器热效率均达到92%计算[1]，碟式聚光系统的光热转换效率可达到84.64%，而塔式聚光系统的则为57.73%[20]，前者比后者提高了46.62%，使碟式太阳能热发电系统的光电转换效率可比塔式太阳能热发电系统提高83.3%，从而使碟式太阳能热发电系统的总投资成本比塔式太阳能热发电系统下降45.4%；加上前文所述的共用跟踪系统带来的成本下降4.8%，以及规模效应使发电系统的规模扩大10倍所带来的投资成本下降一半；最终，与塔式太阳能热发电系统相比，碟式太阳能热发电系统的总投资成本可下降75.2%。

与塔式聚光系统相比，在共用跟踪系统时会增加碟式聚光系统的接收器数量，但由于大部分碟式聚光系统的接收器可在较低温度下工作，对于设备的制造要求较低，因此不一定会增加接收器总成本。在Solar 220塔式聚光系统中[1]导热流体输送时，热能输送系统与接收塔的成本占该塔式聚光系统总成本的6%；当共用跟踪系统时，热能输送系统的总长度增加，成本也会有所增加，但高温导热流体输送路径长度增加有限，省略了建塔成本，其对投资成本的影响很小。

综上所述，对于碟式太阳能热发电系统而言，提高系统效率和扩大规模可使其总投资成本降至现有塔式太阳能热发电系统的1/4。

2.1.3 碟式太阳能热发电系统的其他研究方向

用于碟式聚光系统的反射镜的最佳尺寸是今后非常重要的研究方向。对于碟式聚光系统而言，采用传统的双轴跟踪系统是一种选择，但会在跟踪方面增加投入，可能会使其成本不再具有优势。

2.2 点聚焦菲涅耳太阳能热发电系统的发展方向

点聚焦菲涅耳聚光系统是一种新的聚光技术[21]，其将大量反射镜安装到方位跟踪装置上，1排反射镜共用1个太阳高度角跟踪装置；同时其光学效率比传统塔式聚光系统提高了20%以上，这主要是因为余弦因子的提高。点聚焦菲涅耳聚光系统相当于是将碟式聚光系统的镜面分散布置到水平面上，极大地降低了反射镜高度，从而降低了支撑结构的成本。

与碟式聚光系统相比，点聚焦菲涅耳聚光系统的接收器效率约下降了3%，主要是因其聚光比较低。与普通的塔式聚光系统相比，在相同反射镜尺寸下，点聚焦菲涅耳聚光系统的跟踪系统数量可减少95%以上，相当于降低了跟踪系统的成本。以大尺寸反射镜为例，对于点聚焦菲涅耳聚光系统而言，当其与塔式聚光系统每个水平轴上安装的反射镜面积相同时，其跟踪系统成本可下降一半，而且支撑结构成本远低于大尺寸反射镜方案。

按照适度扩大规模的原则，推荐单个点聚焦菲涅耳聚光系统中反射镜的总面积为2000 m2，而一个商业化规模的点聚焦菲涅尔太阳能热发电系统需要2000个这样的反射镜面积，发电系统的装机功率高达100万kW，占地面积约为20 km2；此聚光系统的光电转换效率有望达到30%左右，这主要是因为超大功率发电系统热电转换效率的提高和聚光系统余弦因子的提高。镜场的规模效应则主要依靠扩大工厂的生产规模，通过大规模制造反射镜来降低生产成本。

与碟式聚光系统的安装方案相比，点聚焦菲涅尔聚光系统的安装方式使其大幅度减少了接收器的数量，这部分成本可下降60%以上，相当于系统成本下降了10%以上，抵消了接收器热效率方面的劣势，使点聚焦菲涅尔太阳能热发电系统总成本比碟式太阳能热发电系统下降了约7%。

3 与其他可再生能源技术的合作与竞争

未来的可再生能源发电量中必然是多种清洁电力的组合。传统的水电成本很低，例如，三峡电站的水电上网电价仅为0.075元/kWh，远低于火电。但很多水力发电站都是季节性电站，而且水力资源有限，不能成为未来可再生能源电力的主体。风电成本同样很低，但资源分布不均匀性更严重。在未来以可再生能源为主的电力系统中，受限于自身缺陷，这2种方式都不可能成为主体，但会成为必不可少的组成部分。

随着光伏发电技术的日益成熟，及其与储能技术结合的日益普遍，未来光伏发电可能会成为可再生能源发电的主力。但目前聚光太阳电池的散热问题是技术难点，高聚光比下，无可供使用的大面积聚光太阳电池。对于当前的碟式聚光光伏技术，单个光伏发电系统中反射镜面积很小，主要依赖扩大生产规模来降低成本。使用线聚焦聚光光伏发电系统，如槽式系统和线性菲涅耳系统，可降低太阳电池散热要求，是目前聚光光伏发电系统的重要发展方向。聚光光伏光热系统是目前光伏发电领域比较热门的技术方案之一。该技术使用分光技术，将长波辐射和短波辐射分离，使用太阳电池直接将短波辐射转换为电能，避免了长波辐射产生的热能对太阳电池的危害，同时又利用长波辐射产生高温热能，从而可以提高光电转换效率。

采用生物质气化推动燃气轮机发电，可以使燃气轮机快速启动，可在不同季节和夜间使用该方式，能较好地弥补光伏、风能等不稳定的缺点，很可能成为未来可再生能源电力系统的重要组成部分，但其存在成本较高的缺点。

4 结论

本文从理论角度对降低太阳能热发电投资成本使其上网电价具有竞争力的方式进行了分析。结果表明，通过优化设计提高系统效率和扩大规模，可使太阳能热发电投资成本下降，并使上网电价降至0.25元/kWh，完全可以与现有燃煤电厂竞争。按照上述技术路线，逐步增加系统规模，预计经过8～10年的努力就可以实现。这为我国解决能源问题和温室气体排放问题提供了一项重要的选择。